Проект магистрального нефтепровода

Курсовая работа
Содержание скрыть

Нефть является главной статьёй российского экспорта, а наиболее распространенным видом транспорта нефти является трубопроводный транспорт. Несмотря на то, что сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостояще, это наиболее дешёвый способ транспортировки газа и нефти.

На современном этапе проектирования систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а так же высокую надёжность при эксплуатации.

Данная работа представляет собой типовой проект магистрального нефтепровода протяженностью 620 км, который должен обеспечивать перекачку нефти с определенными свойствами до мест ее потребления. В качестве дополнительного задания — округление станции в меньшую сторону.

1. Выбор трассы нефтепровода

Трасса нефтепровода длиной 620 км. Геодезические отметки через каждые 50 км представим в виде таблицы:

Таблица 1

Изменение геодезических отметок по длине нефтепровода

Расстояние , км

Отметки , м

Расстояние , км

Отметки , м

0

0

400

80

50

160

450

160

100

240

500

160

150

280

550

160

200

320

600

160

250

160

620

115

300

80

350

80

Общее изменение геодезических отметок составляет 115 м.

2. Определение физических параметров нефти

Для расчётов нужно знать физические параметры нефти (плотность и вязкость) при температуре перекачки.

2.1 Определение плотности при заданной температуре

где t — расчётная температура, t = 10 0 C

  • коэффициент объёмного расширения,

2.2 Определение вязкости при расчётной температуре

где u — коэффициент крутизны вискограммы:

сСт

3. Технологический расчет

3.1 Определение расчетной производительности

где G — годовая производительность, кг/год;

N p — число рабочих дней в году, Np = 350

По производительности нефтепровода в соответствии с ВНТП — 2 — 86 определяем наружный диаметр и границы рабочего давления 5,3 _ 5,9МПа.

3.2 Подбор насосно-силового оборудования

В соответствии с требуемой производительностью выбираем основной насос типа НМ 5000-210 с параметрами (по меньшему ротору):

и подпорный насос типа НПВ 5000 — 120 с параметрами (по большему ротору):

Рабочее давление определяется:

где k — число основных насосов, k = 3

Рассчитаем рабочее давление для НМ 7000-210 с диаметром рабочего колеса D 2 =428 мм и НПВ 5000-120 D2 =640 мм:

МПа

Данная величина попадает в рабочий диапазон.

Окончательно выбираем:

НМ 5000-210 с параметрами и

НПВ 5000-120 с параметрами и ,

3.3 Расчет толщины стенки нефтепровода

где n 1 — коэфицент надёжности по нагрузке, n1 = 1,15;

R 1 — расчетное сопротивление растяжению металла труб:

Выбираем сталь Волжского трубопрокатного завода марки 17Г1С.

R н1 — нормативное сопротивление Rн1 =510 МПа;

m 0коэффициент условий работы трубопровода ,m0 = 0,9;

k 1 — коэффициент надежности по материалу, k1 = 1,4;

k н — коэффициент надежности по назначению, kн = 1.

МПа

мм

Принимаем толщину стенки мм.

Внутренний диаметр трубопровода:

мм.

4. Гидравлический расчет

4.1 Определение режима течения нефти в нефтепроводе

Находим число Рейнольдса:

Критические числа Рейнольдса:

;

где е — абсолютная шероховатость труб, е = 0,1 мм

Так как , то режим течения турбулентный, зона гидравлически гладких труб:,.

4.2 Определение гидравлического сопротивления трубопровода

Коэффициент гидравлического сопротивления в зоне гидравлически гладких труб определяется по формуле Блазиуса:

4.3 Определение потерь напора на трение

гдех — скорость течения нефти в трубопроводе:

Тогда потери напора на трение по длине трубопровода:

м

4.4 Определение полных потерь напора в трубопроводе

где Н к — требуемый напор в конечном пункте трубопровода, Нк = 30 м

м

4.5 Определение гидравлического уклона

а) по формуле Дарси-Вейсбаха:

б) по формуле Лейбензона:

4.6 Определение числа станций

Дифференциальный напор одной станции:

h вн — внутристанционные потери напора, hвн = 15 м

м

Число станций:

5. Расстановка станций по трассе нефтепровода с округлением числа станций в большую сторону

5.1 Определение действительного напора одного насоса

Определим требуемый напор одной станции:

м

Действительный напор одного насоса:

м

Уточнив , производим обточку рабочего колеса насоса:

Q 1 = 3000 м3 /ч H1 = 192 м

Q 2 = 2500 м3 /ч H2 = 208 м

Обточка колеса производится на 0,0057%.

Диаметр рабочего колеса после обточки:

5.2 Расстановка станций по трассе

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Метод размещения станций по трассе впервые был предложен В.Г. Шуховым и носит его имя. В основе метода лежит уравнение баланса напоров.

В данном курсовом проекте, в работе находятся 5 НПС, оборудованные однотипными магистральными насосами и создающие одинаковые напоры . На головной НПС установлен подпорный насос, создающий напор . В конце трубопровода обеспечивается остаточный напор . Отметки профиля трассы, согласно заданию на проектирование, выбираем произвольно.

Из начальной точки трассы, где находится головная станция, вертикально вверх в масштабе высот профиля откладываем отрезок, равный суммарному напору, развиваемому подпорным насосом и перекачивающими станциями, при этом делаем отметку напора каждой станции. Из начальной точки горизонтально откладываем длину нефтепровода в масштабе и получаем конечную точку. Из отметки, равной , проводим линию, параллельную профилю трассы (на графике обозначена пунктирной линией).

Из конечной точки вертикально вверх в масштабе профиля высот откладываем величину, равную

Соединяем данную точку с точкой, равной суммарному напору, при этом получаем линию гидравлического уклона с учетом местных сопротивлений. Из отметок напора каждой станции проводим линию, параллельную линии гидравлических уклонов, до пересечения со штриховой линией. Из данных точек отпускаем вертикально вниз линии, сначала до пересечения с профилем трассы (получаем месторасположения каждой НПС), затем до оси абсцисс, чтобы выяснить отметку километра расположения НПС и геодезическую отметку высоты, на которой располагается станция.

Таблица 2.

Расстановка станций по трассе нефтепровода.

№ НПС

км

Отметки НПС, м

Расстояние между НПС, км

Отметки перегонов, м

1

0

0

238

238

2

96

96

80

-158

3

300

110,6299

136

56

4

438

123,5833

115

-21

КП

620

97,5812

5.3 Аналитическая проверка режима работы всех НПС

Максимально допустимый напор на выходе НПС:

где [P доп ] — максимально допустимое давление в трубе:

Минимально допустимый напор на входе НПС по условию бескавитационной работы насосов:

;

где P а — атмосферное давление:

Р а = 760 мм.рт.ст. = 13600•9,81•0,76 = 101396 Па

где P у — давление насыщенных паров нефти:

Р у = 500 мм.рт.ст. = 13600•9,81•0,5 = 66708 Па

м — по Q-H характеристике основного насоса

Проверка режимов работы проводится с учетом следующих условий :

1) Напор станции не должен превышать допустимый напор по условиям прочности трубопровода

2) Подпор перед станцией должен быть больше либо равен допустимому напору по условию бескавитационной работы насоса

Проверка сошлась, станции расставлены верно.

5.4 Совместный график работы нефтепровода и всех НПС

График работы нефтепровода и НПС строится для проверки рабочей точки системы.

Для построения графика выберем 4 точки в рабочей зоне насоса и пересчитаем их значения с учетом обточки рабочего колеса:

Суммарный напор всех НПС определится:

Суммарные потери напора в трубопроводе:

Результаты расчетов представим в виде таблицы:

Таблица 3

Построение графика совместной работы нефтепровода и всех НПС

Q 0 , м3 /час

H 0 , м

H, м

?H НПС , м

H тр , м

4800

211

208,61

2443,29

2147,27

4000

238

235,3

2763,62

1600,31

3200

262

259,03

3048,45

1129,83

График совместной работы нефтепровода и всех НПС показан в приложении 2.

Получившаяся рабочая точка системы нефтепровод — НПС подтверждает полученные в ходе расчёта суммарный напор всех НПС и часовую производительность (, ).

Следовательно, расчёт выполнен правильно и станции расставлены верно.

6. Расстановка станции по трассе нефтепровода с округлением числа станции в меньшую сторону

В данном курсовом проекте, в работе находятся 3 НПС, оборудованные однотипными магистральными насосами и создающие одинаковые напоры . На головной НПС установлен подпорный насос, создающий напор . В конце трубопровода обеспечивается остаточный напор . Отметки профиля трассы, согласно заданию на проектирование, выбираем произвольно.

Из начальной точки трассы, где находится головная станция, вертикально вверх в масштабе высот профиля откладываем отрезок, равный суммарному напору, развиваемому подпорным насосом и перекачивающими станциями, при этом делаем отметку напора каждой станции. Из начальной точки горизонтально откладываем длину нефтепровода в масштабе и получаем конечную точку. Из отметки, равной , проводим линию, параллельную профилю трассы (на графике обозначена пунктирной линией).

Из конечной точки суммарных напоров подпорного насоса и основных насосов откладываем основной гидравлический уклон и уклон лупинга, равный длине лупинга. С конца уклона лупинга, откладываем линию гидравлического уклона, параллельного основному, так, чтобы она приходила в точку

Из отметок напора каждой станции проводим линию, параллельную линии гидравлических уклонов и уклонов лупинга до пересечения со штриховой линией. Из данных точек отпускаем вертикально вниз линии, сначала до пересечения с профилем трассы (получаем месторасположения каждой НПС), затем до оси абсцисс, чтобы выяснить отметку километра расположения НПС и геодезическую отметку высоты, на которой располагается станция.

Так как основной гидравлический уклон достигает длины лупинга только за пределами трассы, то проведем его до пересечения с профилем трассы, а уклон лупинга перенесем параллельно вверх до его пересечения с перевальной точкой.

Его пересечение даст начальную точку отсчёта лупинга на первом перегоне.

Учитывая напор подпорного насоса, вторая станция на перевальной точке стоять не будет, а будет стоять рядом с ней, не доходя до неё.

В дальнейшем расставляются напоры основных насосов с места расположения трассы, а на конечном перегоне расставляется конечный участок оставшейся длины лупинга, который определяется путем пересечения уклона лупинга от конечной точки, с основным гидравлическим уклоном, проведённым от 3-ей НПС.

6.1 Определение гидравлического уклона лупинга

6.2 Определение протяженности лупинга

6.3 Расстановка станций по трассе

Таблица 4

№ НПС

км

Отметки НПС, м

Расстояние между НПС, км

Отметки перегонов, м

1

0

0

162

280

2

162

280

233

-200

3

395

80

225

35

КП

620

115

Протяженность лупинга на первом перегоне составляет 133 км; на последнем перегоне 83 км.

6.4 Аналитическая проверка режима работы всех НПС

Проверка режимов работы проводится с учетом следующих условий:

Проверка сошлась , станции расставлены верно.

6.5 Совместный график работы нефтепровода и всех НПС

График работы нефтепровода и НПС строится для проверки рабочей точки системы.

Для построения графика выберем 3 точки в рабочей зоне насоса и пересчитаем их значения

Суммарный напор всех НПС определится:

Суммарные потери напора в трубопроводе:

Результаты расчетов представим в виде таблицы:

Таблица 5

Построение графика совместной работы нефтепровода и всех НПС

Q 0 , м3 /час

H 0 , м

?H НПС , м

H тр , м

4800

220

2019

1655

5189

205

1974

1877

5600

186

1713

2123

Получившаяся рабочая точка системы нефтепровод — НПС подтверждает полученные в ходе расчёта суммарный напор всех НПС и часовую производительность (, ).

Следовательно расчёт выполнен правильно и станции расставлены верно.

Заключение

В ходе выполнения работы был разработан проект магистрального нефтепровода длиной 620 км и наружным диаметром 1020 мм, который должен обеспечивать перекачку нефти с определенными свойствами до мест ее потребления.

Для обеспечения процесса перекачки по длине трубопровода нужно разместить 4 нефтеперекачивающих станции при округлении числа станций в большую сторону. В качестве дополнительного задания был выполнен расчет трубопровода при округлении станции в меньшую сторону. Нефтеперекачивающие станции переоснащены насосами типа НМ 5000-210. На головной станции устанавливается подпорный насос типа НПВ 5000-120.

трубопроводный нефтепровод трасса нефть

Список литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/po-nefteprovodu/

1. ВНТП — 2 — 86

2. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. — СПб.: Недра, 2004. — 544 с.

3. Курс лекций для студентов очного и заочного обучения специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», Составитель: Хойрыш Г.А., ст. преподаватель, Тюмень 2003.

4. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Учебник для вузов / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др.-2-е издание, перераб. и доп.-М.: Недра, 1988.-368 с.: ил.

5. Проектирование и эксплуатация насосных станций. Приложения к методическим указаниям по курсовому проектированию для студентов, Составитель Перевощиков С.И., профессор к.т.н., ТюмГНГУ, 2000 г.